Способ определения коэффициента вытеснения нефти. Коэф вытеснения нефти


Способ определения коэффициента вытеснения нефти

 

Использование изобретения: изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при моделировании в лабораторных условиях процессов нефтевытеснения. Сущность изобретения: в способе определения коэффициента вытеснения нефти нефтевытесняющим агентом в лабораторных условиях, включающем отбор образцов керна, их экстрагирование, отмывание от солей дистиллированной водой, сушку до постоянной массы, насыщение образцов водой и нефтью с последующим вытеснением нефти нефтевытесняющим агентом и замером количества вытесненной нефти, аналогично подготовленные к насыщению образцы керна последовательно насыщают растворами органических соединений с известными потенциалами ионизации, после установления адсорбционного равновесия отделяют раствор от образцов, по изменению концентрации органических веществ в растворах определяют адсорбционную способность поверхности пор керна, а о коэффициенте вытеснения судят с учетом адсорбционной способности. 2 ил., 4 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано, например, при моделировании пористых сред для изучения процессов нефтевытеснения. Достоверность лабораторных опытов по изучению нефтевытесняющей эффективности различных технологий зависит от качества моделирования нефтенасыщенных сред. Целью изобретения является повышение информативности способа определения коэффициента вытеснения нефти. Способ осуществляется следующей последовательностью операций 1. Создание модели пористой среды путем простого выбора образца керна или с последующей его подготовкой, а именно: экстракцией (холодной или горячей) или прокалкой и т.д. 2. Насыщение образцов керна растворами органических соединений с известными потенциалами ионизации и отделение раствора от образцов после установления абсорбционного равновесия; 3. Определение абсорбционной способности поверхности пор керна по изменению концентрации органических веществ в растворах; 4. Определение коэффициента вытеснения нефти с учетом адсорбционной способности. Для исследований были взяты органические соединения, имеющие, согласно табличным данным, потенциалы ионизации в интервале 7-11 эВ, т.к. этот интервал соответствует потенциалам ионизации окислов и солей (FeO,Fe2O3, SiO2, CaCO3, Al2O3, CaO и т.д.), входящих в состав нефтеносных пород и являющихся, очевидно, адсорбционными центрами пористой среды. Названия органических соединений и их потенциалы ионизации приведены в табл.1. Адсорбцию органических соединений измеряли следующим образом. На дистиллированной воде, содержащей 0,1 N концентрацию перхлората Na, добавляемого для нивелирования электростатической адсорбции, готовили растворы органических соединений с концентрацией Со 1 10-3 моль/л. На лабораторных весах с точностью до третьего знака после запятой взвешивали навески исследуемой пористой среды песчаника-адсорбента по 0,3-0,5 г, которые затем заливали приготовленными растворами (по 10 мл), встряхивали и оставляли в закрытом виде на 24 часа для установления адсорбционного равновесия. Далее растворы отделяли от адсорбента и подвергали центрифугированию в течение 15 мин при 3000 об/мин. С помощью спектрофотометра для UV-VIS области спектра определяли оптическую плотность центрифугированных растворов и по формуле (1) рассчитывали равновесную концентрацию Ср органических соединений в растворах после адсорбции на образце пористой среды; Cр (1) где Ср равновесная концентрация, моль/л; Со исходная концентрация раствора, 1 10-3 моль/л; Dдо оптическая плотность исходного раствора органического соединения до контакта с адсорбентом; Dп оптическая плотность раствора органического соединения после контакта с образцом пористой среды. По изменению концентрации органического вещества в жидкой фазе до и после внесения в нее навески исследуемого адсорбента-образца пористой среды рассчитывали адсорбцию органики по формуле Г (2) где Г адсорбция органического вещества, 10-6 моль/г; V объем раствора органического соединения, контактировавшего с адсорбентом, мл; m навеска адсорбента, г. Далее строили графики резонансных адсорбций в координатах энергии ионизации электронов в эВ (ось абсцисс) адсорбция органических веществ в 106 моль/г (ось ординат) (фиг.1,2). При этом значения адсорбции каждого органического вещества наносили сразу для всех известных потенциалов ионизации данного вещества. Первые потенциалы ионизации изображали в виде заштрихованных кружочков, а вторые и третьи незаштрихованных. Резонансные адсорбционные пики строили с учетом того, что они должны сходить до оси абсцисс в точках нулевой адсорбции, и их ширина не должна превышать 0,1-0,2 эВ. Значения резонансных потенциалов поверхностей в эВ получали на оси абсцисс из точек ее пересечения с перпендикулярами, опущенными из максимумов адсорбционных пиков. П р и м е р 1. Исследовался нефтенасыщенный кварцевый песчаник Арланского месторождения Ново-Хазинской площади из скважины 3377 с интервалом отбора 1229-1234 м. Часть песчаника оставляли без изменения (н/э), вторая часть подвергалась холодной экстракции (х/э), третья горячей экстракции (г/э), четвертая прокалке (прокал.). Холодная и горячая экстракции проводились спиртобензольной смесью в соотношении 1: 3, причем холодная экстракция осуществлялась при комнатной температуре, а горячая в аппарате Сокслета при температуре кипения смеси. После экстракции образцы сушили при 70оС. Прокалка велась в муфельной печи около 6 часов при температуре 450оС. После указанных обработок каждая часть песчаника делилась еще на две части, одна из которых не подвергалась больше каким-либо воздействиям, а другая промывалась при температуре 40-60оС в течение 2 сут дистиллированной водой и затем высушивалась при температуре 70оС. Для всех видов песчаника проведена адсорбция органических соединений с известными потенциалами ионизации по описанной выше методике и определены ее численные значения, которые приведены в табл.1. Резонансные потенциалы поверхности кварцевых песчаников Арланского месторождения, подвергнутых разным видам обработки, приведены в табл.2. Для более глубокого анализа изменения адсорбционных свойств кварцевого песчаника в результате разных видов обработки в таблице 3 представлена адсорбция органических соединений на резонансных центрах поверхности кварцевых песчаников после разных видов обработки. Построены графики резонансной адсорбции органических соединений: фиг. 1 специфическая адсорбция органических соединений на кварцевых песчаниках Арланского месторождения, подвергнутых горячей экстракции; фиг. 2 специфическая адсорбция органических соединений на кварцевых песчаниках Арланского месторождения, подвергнутых прокалке (нумерация адсорбционных пиков соответствует нумерации органических веществ в табл.1). Анализ данных таблиц 1,2,3 и фиг.1,2, свидетельствует о значительном влиянии видов обработки песчаника на адсорбцию органических соединений. Меняется как величина адсорбции на центрах с одинаковыми потенциалами ионизации, что свидетельствует об изменении концентрации центров с равными потенциалами ионизации, так и количество резонансных потенциалов и их значения, что свидетельствует об исчезновении адсорбционных центров и появлении новых. Наиболее сильно на адсорбции органических веществ сказалось прокаливание образцов и особенно их промывание дистиллированной водой. При прокаливании изменилась концентрация адсорбционных центров с определенными уровнями энергии, а промывка водой резко (в 2-3 раза) уменьшила число резонансных потенциалов. П р и м е р 2. Для сравнительной оценки изменений физико-химических свойств поверхности породы-коллектора и взаимодействий поверхности с нефтью было проведено исследование по определению доли остаточной нефти методом центрифугирования. В качестве объекта исследования был использован слабосцементированный песчаник, извлеченный из скважины 3121 (интервал отбора 1206,4-1214 м) Ново-Хазинской площади Арланского месторождения, подвергнутый разным видам обработки так же, как в примере 1. Все виды песчаника рассеивались на ситах и отбиралась узкая фракция с размером зерен 0,1-0,16 мм. Затем песок отмучивался от пыли дистиллированной водой и сушился до постоянного веса. Далее опыты проводились по известной методике. Из каждой порции печка отбирались пробы по 5 г, помещались в стаканчик центрифуги специальной конструкции. В стаканчики с песком заливалось 2-5 см3 нефти Арланского месторождения для пропитки кернового материала. После окончания адсорбционных процессов (85 ч) стаканчики ставили в ротор центрифуги и проводили определение доли оставшейся на твердой поверхности нефти после центрифугирования на скоростях вращения ротора 2000, 4000, 6000 и 8000 об/мин. Долю остаточной нефти определяли по формуле: Д 100% (3) где mон вес остаточной нефти, г; mп вес породы, г. Эксперимент дублировался четырехкратно. Средние по четырем сериям опытов значения доли остаточной нефти приведены в табл. 4. Опыты по центрифугированию показали наличие взаимосвязи между способом обработки песчаника и взаимодействия его поверхности с нефтью. Изменение адсорбционных характеристик пористой среды после различных видов обработки влияет на характеристики нефтевытеснения, что может привести к получению искаженных результатов по нефтевытеснению. Опыты подтвердили необходимость контроля адсорбционных характеристик пористой среды при определении коэффициента вытеснения нефти. Таким образом, предлагаемый способ определения коэффициента вытеснения нефти имеет преимущество перед прототипом в том, что он позволяет за счет введения контроля адсорбционных характеристик пористой среды повысить информативность исследований, а также получать более достоверные результаты по характеристикам нефтевытеснения. Метод резонансной адсорбции можно использовать для контроля за модификацией поверхности при различных обработках кернового материала, а также при подборе реагентов для извлечения остаточной нефти.

Формула изобретения

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ, включающий отбор образцов керна, их экстрагирование, отмывание от солей дистиллированной водой, сушку до постоянной массы, насыщение образцов водой и нефтью с последующим вытеснением нефти нефтевытесняющим агентом и замером количества вытесненной нефти, по которому определяют коэффициент вытеснения нефти, отличающийся тем, что, с целью повышения информативности, дополнительно отбирают аналогичные образцы керна, последовательно отобранные, экстрагированные, отмытые от солей дистиллированной водой и высушенные образцы насыщают растворами органических соединений с известными потенциалами ионизации, после установления адсорбционного равновесия отделяют раствор от образцов, по изменению концентрации органических веществ в растворах определяют адсорбционную способность поверхности пор керна, а о коэффициенте вытеснения судят с учетом адсорбционной способности.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Номер и год публикации бюллетеня: 10-2002

Извещение опубликовано: 10.04.2002        

www.findpatent.ru

Коэффициент вытеснения нефти паром и горячей водой

⇐ ПредыдущаяСтр 31 из 38Следующая ⇒

В реальных пластовых условиях при паротепловом воздействии вытеснение нефти осу­ществляется как паром, так и водой перемен­ной температуры.

Для определения значений коэффициентов вытеснения эксперименты проводились при температурах 150, 200 и 275° С и давлении 7,5 МПа в изотермических условиях, а эффектив­ность процесса оценивалась методом матери­ального баланса к моменту прокачки через по­ристую среду двух паровых объемов вытесня­ющей жидкости и по данным экстрагирования образцов пористой среды.

Лабораторные эксперименты позволили ус­тановить высокую эффективность вытеснения нефти как паром, так и водой (рис. 49). При температуре 150° С коэффициент вытеснения водой несколько выше, чем при воздействии паром (0,714 против 0,689). При температурах 200 и 275° С воздействие паром выше (0,778 и 0,765; 0,815 и 0,799 соответственно). Повышение значения коэффициентов вы­теснения нефти паром по сравнению с горячей водой можно объяснить возможностью испаре­ния легкокипящих фракций нефти и действую­щих как растворители.

При вытеснении нефти горячей водой без­водный период добычи нефти был более про­должителен, а коэффициенты вытеснения в этот период составляли 60—65%. После прорыва об­водненность нефти резко возрастала и при про­качке одного парового объема достигала 97—98%.

При вытеснении нефти паром безводный период практически отсутствовал. Обводнен­ность продукции в начальный период составля­ла 25—30%, а затем неуклонно увеличивалась. Связанная вода, находящаяся в поровой среде, при нагревании модели пласта переходила в пар с образованием двухфазной системы пар — нефть.

Был исследован также вариант вытеснения нефти паром после вытеснения ее горячей во­дой, что реально соответствует практическим условиям. Как показали опыты, объем допол­нительно добытой нефти после такого воздей­ствия составлял 4,8—10,8%, а коэффициент вы­теснения — значительно выше.

При непрерывном вытеснении нефти паром выделяют следующие основные механизмы. В зоне пара основными механизмами являются вытеснение паром и гравитационное разделение. В зоне горячего конденсата (горячая вода) имеет место снижение вязкости, изменение проницаемости под действием тепла, тепловое расширение и внутрипластовое вытеснение ра­створителем.

Вследствие нагрева породы пласта и насы­щающих его флюидов, а также потерь тепла в окружающие породы происходит охлаждение теплоносителя. В результате этого тепловой фронт отстает от гидродинамического. В связи с этим по мере нагнетания теплоносителя и раз­вития зоны с повышенной температурой про­исходит интенсивная промывка пласта вне этой зоны охлажденным конденсатом (водой).

Разность температур и давлений по зонам прогрева пласта способствует переносу тепло­вой энергии и перемещению в пространстве более горячих молярных зон в зоны с более низкими температурами, т. е. переносу самой жидкостной и газообразной среды. В результа­те осуществляется вынужденный и естествен­ный конвективный теплообмен.

Существенное влияние на скорость тепло-массопереноса оказывают нефтенасыщенная толщина, количество продуктивных и непродук­тивных иропластков, соотношение проницаемых продуктивных пропластков и их взаимное рас­положение в разрезе объекта, насыщенность ропластков флюидами, теплофизические ха­рактеристики пласта и окружающих его пород.

mykonspekts.ru

Конечный коэффициент - вытеснение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Конечный коэффициент - вытеснение

Cтраница 1

Конечный коэффициент вытеснения увеличивается с 43 2 % при температуре 30 С до 83 6 % при 200 С.  [1]

Конечный коэффициент вытеснения рнв для полностью заводненных участков пласта Б ] рассматриваемого месторождения изменяется в пределах от 0 63 до 0 8, что указывает на высокую вымывающую способность сеноманских вод, применяемых для закачки в пласт.  [2]

Конечный коэффициент вытеснения нефти водой для заводненных участков пластов Б [ и Б2 - з Западно-Сургутского месторождения изменяется в пределах 0 63 - 0 80, что указывает на высокую вымывающую способность сеноманских вод, используемых для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления.  [3]

При конечном коэффициенте вытеснения 0 72 имеем текущий коэффициент вытеснения в обводненном прослое всего 0 4 - 0 5, то есть на 30 - 45 % меньше.  [4]

Для определения конечного коэффициента вытеснения следует использовать результаты анализа кернов, отобранных только лишь в нефтеносной части пласта при промывке скважин обычным глинистым раствором или водой.  [5]

При смешивающемся вытеснении конечный коэффициент вытеснения нефти в однородном пласте равен единице, а при несмешивающемся вытеснении он меньше единицы. Однако гидродинамический анализ процессов газового воздействия показывает [7, 12], что и при несмешивающемся вытеснении процесс может быть близок к поршневому, а коэффициент вытеснения - стремиться к единице.  [6]

С целью оценки конечного коэффициента вытеснения, который может быть достигнут с помощью повторной закачки в пористую среду смеси углеводородного газа и СО2 соотношением 1: 1, было дополнительно закачано 20 % Уп смеси газов.  [7]

По результатам опытных данных вычлсляют текущие и конечные коэффициенты вытеснения по формуле 5.7, строят зависимости, показанные на рис. 5.3. Результаты анализируют, обобщают и делают выводы.  [9]

Вместе с тем опыты показали, что конечный коэффициент вытеснения зависит от перепада давления, если величина его сравнительно невелика.  [10]

Нетрудно заметить, что наиболее интенсивный рост конечного коэффициента вытеснения наблюдается с повышением температуры от 30 до 120 С.  [11]

Представляет интерес также изучение влияния остаточной водонасыщенности на конечный коэффициент вытеснения газа водой.  [13]

По результатам группирования 56 опытов наблюдается линейная зависимость конечного коэффициента вытеснения нефти от логарифма массы введенного в керн маслорастворимого НПАВ. При вытеснении оторочкой АФ9 - 6 коэффициент вытеснения составляет 0 920 при введении в керн 100 мг этого вещества на 1 см3 порового объема керна и снижается до 0 891 и 0 846 при введении в керн 50 и 10 мг на 1 см3 порового объема керна соответственно.  [14]

В табл. 27 приведены относительные проницаемости для воды и конечные коэффициенты вытеснения нефти водой ( нефтеотдачи) из вторичных пустот и из матрицы, определенные по данным принятых параметров.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Коэффициент - вытеснение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Коэффициент - вытеснение

Cтраница 3

Коэффициент вытеснения, входящий в формулу расчета нефтеотдачи, определяется в лабораторных условиях как путем вытеснения нефти из керна до его полного обводнения, так и путем исследования кернов, промытых фильтратом промывочной жидкости при бурении скважин или отобранных из промытых зон.  [32]

Коэффициент вытеснения К2 показывает потенциально доступную долю отбора дренируемых запасов нефти при достаточно длительной промывке пласта большим объемом вытесняющего агента. На величину этого коэффициента влияет различие физических свойств нефти и вытесняющего агента, поверхностное натяжение на контакте нефти и агента, действие капиллярных сил, микронеоднородность пористой среды, начальная нефтенасыщенность и др. Многие из этих факторов зависят не только от характеристики пористой среды, но и от свойств и состава самой нефти. Коэффициент вытеснения определяется в лабораторных экспериментах на образцах породы ( керна), отобранных из продуктивного пласта при соответствующих пластовых термобарических условиях.  [33]

Коэффициенты вытеснения, охвата пласта выработкой и нефтеотдачи оказываются низкими в условиях проявления аномально вязких свойств нефти. Отрицательное влияние аномалий вязкости и структурно-механических свойств в полной мере проявляется на залежах тяжелой высоковязкой нефти каменноугольных отложений и битумов, а также в охлажденных при заводнении нефтенасыщенных участках девонских залежей парафинистой нефти.  [34]

Коэффициент вытеснения в реальных условиях - это доля начального объема нефти, вытесняемой из области пласта, охваченной рабочим агентом - водой, раствором ПАВ, раствором полимера, пара, газа и др. На практике под этим коэффициентом понимается максимально достигаемая нефтеотдача из данной породы при вытеснении соответствующим рабочим агентом. Эта величина ограничивается остаточной нефтенасыщенностью, при которой фазовая проницаемость для нефти ( подвижность нефти) равна нулю.  [35]

Коэффициент вытеснения и нефтеотдача ниже, если малосмолистая нефть в пористой среде замещается нефтью с большим содержанием асфальтенов, а последняя вытесняется водой.  [36]

Коэффициент вытеснения равен объему вытесненной нефти, деленному на полный объем норового пространства.  [37]

Коэффициенты вытеснения при одинаковых покрытиях поверхности Надс близки на платине и родии, хотя эти металлы имеют разные по природе и величине диполи водорода.  [39]

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных усло виях. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между & Вт и knp прослеживается тесная корреляционная связь.  [40]

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях на небольших образцах породы нефтяных пластов при многократной прокачке воды.  [41]

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях на образцах породы нефтяных пластов при достаточно большой прокачке вытесняющего агента - такой большой, чтобы дальнейшая прокачка агента уже не увеличивала коэффициент, чтобы этот коэффициент уже не зависел от прокачки агента. В случае вытеснения высоковязкой нефти водой и маловязкой нефти газом, по причине высокого соотношения подвижностей агента и нефти и уже произошедшего прорыва агента необходимая прокачка агента может быть очень большой.  [42]

Коэффициент вытеснения вместе с коэффициентом сетки из геологических запасов выделяют подвижные запасы нефти.  [43]

Коэффициент вытеснения увеличивается за счет наличия в пласте свободного газа на величину предельной газонасыщенности ( 10 - 15 %), при которой газ неподвижен. Продолжительность циклов по закачке одного агента составляет 10 - 30 сут.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

коэффициент вытеснения нефти — с русского

См. также в других словарях:

  • коэффициент вытеснения нефти — 3.13 коэффициент вытеснения нефти: Отношение объема нефти, полученной при ее вытеснении рабочим агентом в лабораторных условиях из образцов керна, к начальному объему нефти в образцах. Источник: ГОСТ Р 53713 2009: Месторождения нефтяные и… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • коэффициент микроскопического вытеснения нефти — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN microscopic oil displacement efficiency …   Справочник технического переводчика

  • коэффициент остаточной нефтенасыщенности (газонасыщенности) горной породы — Коэффициент нефтенасыщенности (газонасыщенности) горной породы после предельного вытеснения нефти (газа) водой. [ГОСТ 22609 77] Тематики геофизические исследования в скважинах Обобщающие термины обработка и интерпретация результатов геофизических …   Справочник технического переводчика

  • ГОСТ Р 53713-2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки — Терминология ГОСТ Р 53713 2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки оригинал документа: (попутный) нефтяной газ; ПНГ: Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… …   Энциклопедия инвестора

  • Нефтеотдача —         мера полноты извлечения нефти из пласта. Под Н. понимают также меру истощённости нефтяного пласта. Коэффициент определяется отношением количества извлечённой нефти к первоначально содержащейся в пласте в одинаковых условиях и численно… …   Большая советская энциклопедия

  • РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ — обусловливаются характером проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям Режим Механизм вытеснения нефти из пласта к забоям скважин Некоторые показатели режимов Водонапорные а) гравитационно водонапорный …   Геологическая энциклопедия

  • Непримеров — Непримеров, Николай Николаевич Николай Николаевич Непримеров Дата рождения: 1 мая 1921(1921 05 01) (89 лет) …   Википедия

  • Непримеров, Николай Николаевич — Николай Николаевич Непримеров …   Википедия

  • 1: — Терминология 1: : dw Номер дня недели. «1» соответствует понедельнику Определения термина из разных документов: dw DUT Разность между московским и всемирным координированным временем, выраженная целым количеством часов Определения термина из… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Мировая экономика — Эту статью следует викифицировать. Пожалуйста, оформите её согласно правилам оформления статей …   Википедия

translate.academic.ru

Коэффициент - вытеснение - нефть

Коэффициент - вытеснение - нефть

Cтраница 4

Наибольший прирост коэффициента вытеснения нефти достигается при прокачке теплоносителя с температурой до 100 С.  [46]

Определены зависимости коэффициентов вытеснения нефти от проницаемости пород пласта А4 башкирского яруса.  [47]

Исследование зависимости коэффициента вытеснения нефти водой при различных перепадах давления ( градиентах давления) ведут по двум вариантам.  [48]

Высокое значение коэффициента вытеснения нефти для высокопроницаемого прослоя объясняется большой проницаемостью пористой среды. Средневзвешенное значение коэффициента вытеснения нефти из модели пласта определялось как средневзвешенное но начальным объемам нефти в прослое.  [49]

При определении коэффициента вытеснения нефти из трещиновато-кавернозных или трсщиновато-поро-во-кавернозных пород следует применять образцы диаметром не менее 40 мм.  [50]

Высокое значение коэффициента вытеснения нефти для высокопроницаемого прослоя объясняется большой проницаемостью пористой среды. Средневзвешенное значение коэффициента вытеснения нефти из модели пласта определялось как средневзвешенное по начальным объемам нефти в прослое.  [51]

После определения коэффициента вытеснения нефти из охваченной горением толщины пласта рассчитывают коэффициент вытеснения нефти из части, неохваченной горением. Предполагается, что в этой части пласта нефть вытесняется закачиваемой водой. Динамику добычи нефти определяют также в соответствии с теорией Баклея-Леверетта двухфазной фильтрации нефти и воды.  [52]

Существенное увеличение коэффициентов вытеснения нефти при использовании водного раствора ПАВ было установлено сравнением данных остаточной нефтенасыщенности кернов скв.  [54]

В настоящее время коэффициент вытеснения нефти водой определяется по различным методикам, отличающимся некоторыми особенностями аппаратуры или требованиями к применяемым жидкостям.  [55]

К, - коэффициент вытеснения нефти агентом ( обычно водой), определяемый в лабораторных условиях на образцах породы пластов.  [56]

Как известно, коэффициент вытеснения нефти водой зависит от проницаемости и структуры пористой среды, физико-химических свойств нефти и вытесняющей воды, а также скорости вытеснения.  [57]

Работы по определению коэффициента вытеснения нефти из модели пласта на экспериментальной установке ( см, рис. 1.1) выполняют в следующей последовательности.  [58]

Работы по определению коэффициента вытеснения нефти из модели пласта на экспериментальной установке ( см. рис. 1.1) выполняют в следующей последовательности.  [59]

Работы по определению коэффициента вытеснения нефти из модели слоисто-неоднородного пласта на экспериментальной установке выполняют в следующей последовательности.  [60]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru